Способ повышения нефтеотдачи пласта

 

Использование: в области нефтедобывающей промышленности, в частности - в технологии эксплуатации скважин нефтяных пластов на естественном водонапорном режиме. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов. Сущность изобретения: по способу пласт разрабатывают на естественном водонапорном режиме с обводненными скважинами. Эти скважины размещают нелинейно на площади пласта. Скважины группируют по три и более, без скважины в середине группы. Эксплуатируют их на режиме последовательной остановки одной скважины группы или последовательного изменения величины отборов жидкости из этих скважин для вращения результирующего вектора скорости фильтрационного потока. 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а более конкретно - к технологии эксплуатации скважин нефтяных пластов, разработка которых осуществляется на естественном водонапорном режиме без применения поддержания пластового давления и заводнения.

Известен способ повышения нефтеотдачи пласта, разрабатываемого на естественном водонапорном режиме путем уплотнения сетки добывающих скважин [1] . Применение этого способа позволяет повысить нефтеотдачу пласта за счет создания условий для более равномерного продвижения фильтрационных потоков по пласту и уменьшения количества застойных нефтенасыщенных зон в пласте. Недостатком способа уплотнения сетки добывающих скважин является необходимость бурения новых скважин, что требует больших капвложений.

Известен способ повышения нефтеотдачи пласта путем применения форсированного отбора жидкости из обводненных нефтяных пластов и скважин [2]. Недостатками этого способа являются значительное повышение эксплуатационных расходов по подъему жидкости из скважин и необходимость капвложений для расширения обустройства месторождений для подготовки нефти.

Известен способ повышения нефтеотдачи пласта путем заводнения отдельных участков пласта, которые при разработке на естественном водонапорном режиме остались недостаточно выработанными [3]. Повышение нефтеотдачи пласта при этом способе достигается путем применения метода поддержания пластового давления на отдельных участках пласта, в которых выработка пласта при естественном водонапорном режиме разработки протекает недостаточно эффективно. Недостаток способа - необходимость капвложений для обустройства участков для применения способа заводнения в поздней стадии эксплуатации залежи, что не всегда компенсируется полученной дополнительной добычей нефти.

За прототип принят способ повышения нефтеотдачи пласта, включающий его разработку на естественном водонапорном режиме с обводненными скважинами [4] . Этот способ осуществляют путем циклического изменения объема закачиваемой в пласт воды при искусственном заводнении пласта или путем цикличного отбора жидкости из пласта при естественном водонапорном режиме разработки залежи. Сущность способа заключается в том, что в пласте искусственно создают неустановившееся состояние давления и движение жидкости. При этом в пласте возникают благоприятные условия для эффективного проявления упругости пласта и капиллярных сил жидкости, под действием которых полнее вытесняется нефть водой.

Недостатком этого способа является то, что гидродинамический эффект проявляется только в результате возможного межслойного перемещения жидкости и вытеснения нефти из менее проницаемых слоев в высокопроницаемые слои по толщине пласта, а также выравнивания насыщенности нефтью и водой смежных слоев капиллярными силами. Способ не позволяет управлять фильтрационным потоком по простиранию пласта, в результате чего не достигается существенного повышения нефтеотдачи пласта.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи пласта, разрабатываемого на естественном водонапорном режиме за счет ликвидации застойных нефтенасыщенных зон пласта, в водный период добычи нефти из скважин. Необходимый технический результат достигается тем, что в способе скважины группируют по три и более без скважины в середине группы и эксплуатируют их на режиме последовательного изменения величины отборов жидкости из этих скважин для вращения результирующего вектора скорости фильтрационного потока.

Сущность предлагаемого способа повышения нефтеотдачи пласта заключается в ликвидации застойных нефтенасыщенных зон пласта, разрабатываемого на естественном водонапорном режиме.

Изобретение основывается на известном положении подземной гидрогазодинамики - инерференции скважин и особенностей определения результирующих потенциала и скорости фильтрации в разрабатываемом пласте [6]. Известно, что результирующий потенциал течения в любой точке пласта получается алгебраическим суммированием потенциалов каждой скважины в отдельности; результирующая скорость - геометрическим суммированием скоростей (по правилу многоугольника), определяемых каждой скважиной в отдельности: , где Ф и - результирующие потенциал и скорость фильтрации; q - дебит скважины на единицу толщины пласта; r - расстояние от скважины до рассматриваемой точки пласта; - вектор скорости, направленный от рассматриваемой точки пласта до скважины; C - постоянная величина; n - число скважин.

При последовательном изменении величины отборов жидкости из этих скважин результирующий вектор скорости течения жидкости в точках пласта внутри группы совершает вращательное движение вокруг центра, что и обеспечивает ликвидацию образовавшихся при непрерывной эксплуатации скважин застойных нефтенасыщенных зон и повышение нефтеотдачи пласта.

На фиг. 1 приведены в качестве примера (для случая шеститочечной системы размещения равнодебитных скважин по площади участка пласта) направления главных векторов скоростей для точки в центре группы скважин в процессе непрерывной стационарной их работы; здесь же приведен результат геометрического суммирования этих векторов скоростей потока. Как видно из фиг. 1, результирующий вектор скорости в центре группы скважин равен нулю.

На фиг. 2 в качестве примера для идентичного случая приведены последовательные положения результирующего вектора скорости фильтрационного потока жидкости для точки в центре группы скважин (I - VI) при последовательной остановке скважин (N1 - N6) в процессе их эксплуатации. Для упрощения расчетов и наглядности результатов при графической их иллюстрации дебиты жидкости всех скважин приняты одинаковыми, что обуславливает равенство длин векторов скоростей скважин. Величина угла отклонения ϕ результирующего вектора скорости при последовательной остановке скважин (отсутствующий главный вектор скорости к этим скважинам при их остановке, на фиг. 2 обозначен пунктиром) обусловлена числом скважин группы и равна ϕ== 360/n. При последовательной остановке всех скважин группы (полный цикл) сумма углов ϕ при любом числе скважин составляет 360^o.

Последовательная остановка одной скважины группы или последовательное изменение величины отбора из этих скважин в рассматриваемом случае является технологическим приемом для изменения направления результирующего вектора скорости потока.

Применение способа обусловлено высоким процентом обводненности группы скважин, при котором потеря добычи нефти в результате остановки одной скважины группы незначительна по сравнению с дополнительной добычей нефти, получаемой в результате ликвидации застойных нефтенасыщенных зон пласта и снижения обводненности скважин группы.

Если учесть, что при последовательной остановке одной скважины группы интерференция скважин будет меньше и дебит работающих скважин будет несколько больше, чем при стационарной работе всех скважин группы, то потеря добычи нефти в результате последовательной остановки одной скважины группы будет незначительна. Указанное вытекает из теоретических положений эксплуатации многоскважинных систем пласта [5].

При допущении, что давления скважин P_j и радиусы скважин r_j одни и те же различных скважин для двухмерной системы распределение давления во всех точках определяется выражениями:


где
r_j - радиус скважин;
R - радиус внешнего контура области, охватывающей скважины;
Q_j - дебит скважин;
r_ij - расстояние между скважинами i и j;
μ - вязкость жидкости;
K - проницаемость пласта;
знак "прим" означает отбрасывание члена i = j;
C - константа, которую нужно выбрать так, чтобы среднее давление на внешнем круговом контуре приняло заранее установленное значение;
P_к - давление на контуре.

Формула для дебита скважин в круговой группе из m равнодебитных скважин имеет вид [6]:

где
Ф_к и Ф_с - потенциал на контуре пласта и скважин;
R_к и R_c - радиусы контура и круговой группы скважин;
m - число скважин в круговой группе.

Расчеты показывают, что при поддержании одних и тех же значений перепада потенциалов (Ф_к - Ф_с) прирост дебитов отдельных скважин при переводе 3-х, 4-х и 6-ти точечных систем скважин с непрерывного режима на последовательный, при последовательной остановке одной скважины в круговой группе дебит скважин увеличивается соответственно на 8,4%, 5,9% и 5%.

В таблице в качестве примера приведены результаты расчетов величин отборов нефти из группы сильно обводненных скважин месторождения, разработку которого осуществляют при естественном водонапорном режиме. Для наглядности результатов расчетов дебит скважин принят одинаковым - 100 т/сут. В таблице приведены значения начальной обводненности скважин (80; 85; 90 и 98%) до применения предлагаемого способа повышения нефтеотдачи пластов, разрабатываемых на естественном водонапорном режиме и после применения предлагаемого способа. Расчеты выполнены для 4-х, 6-ти и 8-ми точечных систем размещения скважин по площади пласта и при снижении обводненности (для двух значений обводненности) на 5 и 10%.

Расчетные величины суммарной добычи нефти по группам скважин (в т/сут.) при различных системах их размещения по площади пласта и обводненности скважин до и после применения способа повышения нефтеотдачи пластов, разрабатываемых на естественном водонапорном режиме (до и после) при дебите скважин 100 т/сут. Расчеты показывают, что эффективность предлагаемого "способа повышения нефтеотдачи пласта", разрабатываемого на естественном водонапорном режиме увеличивается с увеличением начальной обводненности скважин и числа скважин группы в системе размещения их по площади.

Изобретение позволяет также расширить пределы обводненности нефтяных скважин разрабатываемых пластов почти до 100% и вновь вводить в разработку пласты, эксплуатация которых была прекращена из-за высокой обводненности добывающих скважин. Таким образом, внедрение настоящего изобретения существенно повышает конечную нефтеотдачу пластов, разрабатываемых на естественном водонапорном режиме и по сравнению с известными способами повышения нефтеотдачи, повышение в предлагаемом способе достигается без каких-либо капиталовложений и почти без увеличения эксплуатационных расходов на добычу нефти.

Источники информации
1. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных скважин. Проектирование разработки. - М.: Недра, 1983, с.

2. Овнатанов С. Т. Форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов и скважин. - Баку, Азнефтеиздат, 1954.

3. Довжок Е.М. и др. Регулирование и увеличение нефтеотдачи пластов. - Киев, Техника, 1989.

4. Сургучев М. А. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1968.

5. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде - М.: Гостоптехиздат, 1949.

6. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963.

Формула изобретения

Способ повышения нефтеотдачи пласта, включающий его разработку на естественном водонапорном режиме с обводненными скважинами, размещенными нелинейно на площади пласта, отличающийся тем, что скважины группируют по три и более без скважины в середине группы и эксплуатируют их на режиме последовательной остановки одной скважины группы или последовательного изменения величины отборов жидкости из этих скважин для вращения результирующего вектора скорости фильтрационного потока.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3